1、历史沿革及股权结构

广汇能源（600256.SH）以中外合资经营企业形式成立于 1995 年 1 月 20 日，并于 1999 年 4 月 10 日改制为新疆广汇石材股份有限公司。 2000 年 4 月广汇能源于上海证交所成功上市，2012 年 6 月 5 日公司更 名为广汇能源股份有限公司。截至 2023 年 6 月末，公司控股股东为新 疆广汇实业投资（集团）有限责任公司（以下简称‘广汇集团’），持股 比例为 34.23%。 历史沿革：公司于 2012 年实现转型，成为能源开发企业，建成以能源 物流为支撑的综合能源产业体系，形成天然气、煤炭、煤化工三大主要 板块。

（1）煤炭业务方面：2007 年广汇能源取得伊吾县煤矿采矿权、白石湖探矿权以及黑顶山 探矿权。2014 年公司整合原白石湖矿区、黑顶山矿区以及伊吾县煤 矿后建成白石湖露天煤矿，该矿具备 2000 万吨/年以上实际生产能力。 2022 年白石湖露天煤矿产能由 1300 万吨/年核增至 1800 万吨/年。2020 年公司控股子公司伊吾矿业成功收购马朗一号煤矿探矿权。 2021 年广汇能源成功取得马朗一号煤矿探矿权证。2023 年马朗一号 煤矿产能臵换方案获得批准。

（2）煤化工业务方面：2007 年公司控股子公司新疆广汇新能源有限公司拟建设年产 120 万 吨甲醇/80 万吨二甲醚项目，并于 2011 年进行投料试车。2013 年年 产 120 万吨甲醇/80 万吨二甲醚，5 亿方（后扩产至 7 亿方）LNG 项 目（以下简称‘甲醇 LNG 项目’）全面投产。 2013 年公司 1000 万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目开工建设，装 臵建设 72 套炭化炉，一期分为三个系列，分别于 2018 年 6 月、 2018 年 12 月以及 2019 年 11 月实现投产转固。2016 年产 4 万吨二甲基二硫联产 1 万吨二甲基亚项目开始建设，并 于 2017 年进入试运行阶段。2017 年公司拟在哈密地区建设 120 万吨/年煤焦油加氢项目（一期规 模 60 万吨/年），并于 2020 年一期项目实现转固投产。2019 年公司控股子公司哈密广汇环保科技有限公司投资建设荒煤气 综合利用年产 40 万吨乙二醇项目，并于 2022 年实现投产转固。

（3） 天然气业务方面： 2002 年新疆吐鲁番地区鄯善县 150 万立方 LNG 新项目开工建设，并 于 2004 年建成投运，2015 年鄯善 LNG 工厂停工。 2009 年公司董事会通过收购斋桑气田决议，2010 年公司成功参股哈 萨克斯坦 TBM 49%股份，间接持有斋桑油气 49%权益。 2009 年公司拟在吉木乃修建液化天然气工厂，2013 年吉木乃 LNG 工厂正式进入全面生产阶段，生产能力达到 150 万方/天。 2010 年启东 LNG 接收站项目设立，广汇能源持有其 99%股份。到 2022 年启东 LNG 接收站已达到 500 万吨/年的周转能力。 2018 年公司控股子公司广汇能源综合物流发展有限责任公司签署启 通天然气管道线投资协议书，拟依托启东 LNG 接收站建设启通天然 气管线，并于 2020 年正式投产运营，设计产能达 40 亿方/年。

（3）铁运业务方面：  2012年公司控股子公司红淖三铁路公司拟投资建设新疆红柳至淖毛 湖铁路（以下简称‚红淖铁路‛），2020年红淖铁路投产转固，2022年广汇能源为解决同业竞争问题，将红淖铁路三铁路公司92.77%股 权转让给一致行动人广汇物流（集团下属兄弟公司）。

（4）绿色能源业务方面：  2021 年公司成立广汇碳科技公司，拟投资建设二氧化碳捕集（CCUS） 项目。2023 年 10 万吨/年二氧化碳捕集项目实现竣工投产试运行。 2022 年公司发布《氢能产业链发展战略规划纲要（2022-2030）》，锚 定氢能长期发展，并于当年投资建设‚绿电制氢及氢能一体化示范项 目‛，建成可实现风光发电装机容量 6MW、制氢规模 1000 立方米/h 以及加注规模为 2000kg/d 的加氢站一座。2023 年与嘉兴申能诚创、 上海重塑能源签订氢能业务相关《股权合作协议》，并于当年签订 《新能源电动重卡项目投资合作协议》，切实推进氢能发展进度。

2、营收结构及利润来源

1997-2022 年营业收入复合增速为 28.6%，其中 2022 年实现营业 收入为 594.09 亿元，同比增长 138.9%；1997-2022 年毛利润复合 增速达 25.9%，其中 2021、2022 年受益于煤价以及 LNG 价格大幅 上涨，毛利规模分别达到 95.50、170.11 亿元，同比分别增长 124.0%、78.1%，盈利能力迭创新高。

煤炭、天然气业务为公司主要盈利来源。公司业务包括天然气、煤 炭、煤化工等，其中天然气业务以气制 LNG、煤制 LNG 以及 LNG 贸易为主，2022 年天然气收入占比为 58%，毛利润占比为 42%； 煤炭业务包括原煤、提质煤两种产品，2022 年煤炭业务收入占比达 26%，毛利润占比 40%；煤化工业务包括甲醇、煤基油品以及煤化 工副产品三类产品，2022 年煤化工业务收入占比达 15%，毛利润占 比达 18%。

3、煤质优渥，低成本开采

储量丰富，煤质优渥。公司生产矿井均位于新疆哈密淖毛湖煤区，具备 低硫、低灰、富油气煤、含油率超过 12%，是优质的化工煤和动力煤 种，拥有可采资源量达 59.5 亿吨，储量充足。截至 2022 年末，公司 共拥有白石湖矿区、马朗矿区、东部矿区三大矿权，其中白石湖矿区已 具备 3000 万吨/年的实际生产能力，所产煤热值在 5000-5500 大卡， 主要作为化工用煤以及动力煤；马朗矿区正在办理采矿权证，所产煤热 值在 6000 大卡以上，可直接作为喷吹煤销售；东部矿区暂未办理采矿 权证，所产煤热值与白石湖矿区相同。

2022 产销量同比大幅上涨。公司外销煤炭中主要包括原煤以及提质煤， 其中原煤为露天煤矿直接开采生产所得，主要销售方向为化工用煤以及 动力用煤；提质煤为清洁炼化公司在生产煤焦油时产出的副产品，主要 作为高炉喷吹煤。2022 年公司煤炭产量为 2406 万吨，同比增长 72.5%，其中原煤、提质煤产量分别为 2045 万吨和 362 万吨，同比分 别增长 98.7%、-1.3%。煤炭销量为 2670 万吨，同比增长 33.9%，其 中原煤和提质煤销量分别为 2284 万吨和 386 万吨，同比分别增长 52.0%、-21.6%。

高价弹性、低成本竞争，盈利能力高涨。公司原煤和提质煤均为市场 化定价销售，不受限价政策调控，价格具备高弹性。公司在产矿区基本 为露天煤矿，开采成本低，生产成本与开采量具备较高关联性，与销售 价格相关性较低，成本弹性低。行业高景气下，公司高价弹性优势凸显， 盈利能力预期大涨，2021、2022 年单位归母净利润同比分别增长 614.9%、74.3%。

4、LNG 海内外双轮驱动，具备气源优势

公司天然气生产方式为‚自产气+贸易气‛双模式联动生产。自产气板 块包括吉木乃工厂、哈密新能源工厂两个在产 LNG 工厂，贸易板块主 体为启东 LNG 码头。 吉木乃 LNG 工厂气源来自其控股的 TBM 哈萨克斯坦斋桑油气田，拥 有 5 亿方/年 LNG 生产能力，通过天然气经深冷处理后生产出 LNG 产 品。  哈密新能源工厂主要以煤炭为原料，经碎煤气化加压使煤转化为天然气， 再经过液化处理形成煤制 LNG 产品，拥有 7 亿方/年煤制气生产能力。  江苏南通港吕四港区启东 LNG 接收站，通过海外贸易进口海外 LNG 资 源，开展 LNG 贸易，目前年周转能力已经达到 500 万吨/年。 

公司自产气依托自有加气站及民用管网，建立了自身的销售网络，分 为配送销售以及市场化销售两种销售方式。配送销售：部分气源通过 槽车将 LNG 自工厂运输到各站点，用于 LNG 加注、CNG 加注以及民 用行业。市场化销售：公司将 LNG 直接在市场上进行售卖。贸易气销 售方式分为‚液进液出‛以及‚液进气出‛两种模式。‚液进液出‛： 通过槽车将 LNG 直接运输至 LNG 气化站、分布式 LNG 瓶组站以及加 注站等终端供应站。‚液进气出‛：通过 LNG 气化还原后进入管道进行 销售。 

公司天然气定价方式分为‚路基天然气定价‛以及‚海气定价‛两种定价机制。‚路基天然气定价‛：以目标市场价格为基准，结合中石油西 北直供液厂原料气竞拍价格以及各销售区域站点的销售价格，每日对各 区域资产 LNG 销售价格进行调整。‚海气定价‛：公司在国际和国内两 个市场进行灵活销售，若国际市场价格高于国内市场，公司在国际市场 进行转售，定价参照 JKM 东北亚现货价格；若国际市场低于国内市场， 将海外 LNG 进口到国内进行销售，定价参照目标市场价格。

启东四期规模建成，贸易 LNG 销量大增。吉木乃 LNG 工厂受哈萨克 斯坦国内电力以及项目设备检修影响，叠加上游供气量减少影响， 2022 年天然气产量为 78489 万方，同比下降 11.2%，同时公司疆内自 产 LNG 规模同比缩减。伴随启东 LNG 接收站四期规模逐步建成，年周 转能力有 300 万吨/年提升到 500 万吨/年，2022 年贸易 LNG 销量同比 大幅上涨，天然气销量达到 662962 万方，同比增长 45.2%。

行业高景气，成本竞争优势凸显。公司 LNG 业务面向国内市场和国际 市场，分为疆内自制 LNG 以及贸易 LNG 两种生产方式，其中自制 LNG 分为天然气制 LNG 以及煤制 LNG。所需原材料均来自企业自身 产业，生产成本基本固定，受 LNG 价格波动较小，天然气高价行情下， 盈利能力显著提高，经测算 2021、2022 年煤制 LNG 单位归母净利润 涨幅分别达 240.7%、62.0%。贸易 LNG 方面，公司通过签署 LNG 长 协合同锁定低价，盈利弹性较大。

5、煤化工产业链长，充分释放行业景气

煤化工产业链： 甲醇（120 万吨/年）：白石湖矿区原煤—>哈密广汇新能源公司 120 万 吨甲醇、7 亿方 LNG 项目—>甲醇。 二甲基二硫（4 万吨/年）、二甲基二亚砜（1 万吨/年）：白石湖区矿区 原煤—>哈密广汇新能源公司 120 万吨甲醇、7 亿方 LNG 项目—>甲醇、 副产品硫磺与氢气—> 陆友硫化工—>二甲基二硫、二甲基二亚砜。 乙二醇（40 万吨/年）：白石湖矿区原煤—>清洁炼化公司 1000 万吨煤 炭分级提质项目—>荒煤气—>哈密环保科技公司荒煤气制 40 万吨乙二 醇项目—>乙二醇。 煤焦油（100 万吨/年）：白石湖矿区原煤—>清洁炼化公司 1000 万吨煤 炭分级提质项目—>煤焦油 ，煤焦油加氢（60 万吨/年）：白石湖矿区原煤—>清洁炼化公司 1000 万 吨煤炭分级提质项目—>煤焦油、荒煤气—>信汇峡公司 120 万吨煤焦 油加氢项目—>煤焦油加氢。

2022 年公司甲醇和煤焦油产量分别为 112.6 万吨、62.3 万吨，同比分 别增长-3.33%、3.96%，销量分别为 138.5 万吨、66.5 万吨，同比分别增长 21.02%、8.91%。公司自 2015 年以来一直对新能源工厂进行 技术优化改造促使煤化工产品保持增长趋势，目前，甲醇产能基本达产， 煤焦油仍处爬坡阶段，存在增产空间。

低成本、高盈利。受上游煤价高景气影响，成本驱动煤化工产品价格大 涨，2021、2022 年公司煤化工产品售价大涨，同比分别增长 68.9%、 49.5%。公司化工原料煤来自内部供应，新能源工厂距煤矿仅 42 公里， 生产以及运输成本低，2021 年煤化工产品综合成本同比下降 0.7%， 2022 年公司为抢占煤化工产品市场，逐步开展并扩大部分煤化工产品 贸易业务，贸易产品采购量增加导致成本上涨 98.7%，摊薄了煤化工 单位净利润。2021、2022 年煤化工单位归母净利润分别为 634.2、 516.2 元/吨，盈利能力维持高位。

6、未来增长点-增量空间大，布局氢能产业

十四五期间，公司煤炭增量空间大。十四五期间，预计白石湖、马 朗、东部矿区实际生产能力有望达到 3000 万吨/年、2500 万吨/年、 2000 万吨/年，合计 7500 万吨/年。

设立四大煤炭物流市场，实现煤炭销售市场整体前移。公司将以对 外合作的方式，规划合作建设四大物流基地。1)柳沟物流基地：辐 射甘肃区域，规划建设运营能力 2000 万吨/年。公司在该区域的煤 炭销售中占据主导地位。2）广元物流基地：辐射川渝、云贵和两湖 地区，规划建设运营能力 2500-3000 万吨/年。获省级政府承诺协调 成都局、兰铁路、乌铁路点对点车皮周转，保障煤炭铁路运力，并可争取 3000 万吨/年的产能臵换指标。3)中原物流基地：辐射河南、 山东、江苏、安徽等中原缺煤省份，规划建设运营能力规模 1500- 2000 万吨/年。在该区域公司与客户达成煤炭销售合作事宜，以提 质煤替代兰炭。同时为马朗矿的高热值煤炭销售打下市场基础。4） 宁夏物流基地：辐射宁夏、青海及兰州以东地区，规划建设 1500- 2000 万吨/年。该区域煤化工企业持续落地，区内化工煤需求有望 持续增长。 

LNG 业务存在增量空间：启东 LNG 接收站已实现四期投运，周转 能力达到 500 万吨/年，未来第五期投运后，周转能力可达 1000 万 吨/年，助力贸易 LNG 长期增长。

公司于 2022 年 1 月 25 日发布《氢能产业链发展战略规划纲要 （2022-2030 年）》：2022 到 2030 年期间，公司计划配臵 537 套 1000 立方米/小时电解水制氢装臵，46 座汽车加氢站（1500kg/天）， 氢燃料重卡 1565 辆，配套风电装机 500 万 kW、光伏装机 125 万 kW，配套 180 台 1000 立方米储氢罐（1.6MPa）。总规划预期带来 180221.54 吨的年用氢需求以及 148.95 亿千瓦时的年用电负荷。

公司发展氢能具备两大核心优势：一是氢源优势：公司副产品荒煤 气中含 18-20%氢气，经过提纯后可产生低沉本的蓝氢。同时淖毛湖 地区也是全国风、光、热资源最丰富的地区之一，建设绿电制取绿 氢也具有较强的价格竞争力。二是应用场景优势：公司未来将在淖 毛湖投产两座千万吨级矿山，其中需要大量运营重卡，氢能重卡替代具备广阔空间。

7、资本支出与股东回馈

资本支出规模平稳可控。2022 年公司资本支出规模约为 19.63 亿元， 同比下降 42.4%。截至 2023 年 6 月末，预计公司在建工程未来所 需投资额约 80.88 亿元，资本支出规模可控。

高比例现金分红可期。公司发布《关于提高公司未来三年（2022- 2024）年度现金分红比例的公告》，2022-2024 年度，公司拟连续 三年以现金方式累计向普通股股东分配的利润不少于最近三年实现 的年均可供普通股股东分配利润的 90%，且每年实际分配现金红利 不低于 0.70 元/股（含税）。以当前公司最新股本（65.66 亿股）测 算，预计公司现金分红金额不少于 45.96 亿元。

8、盈利预测

盈利预测的核心假设：  1）煤炭业务：产量方面，考虑公司持续扩产以及马朗矿投产在即，到 2025 年总体产能提升至 8500 万吨/年，假设 2023-2025 年实际原煤产 量为 4500/6000/8000 万吨。销量方面，考虑清洁炼化厂暂无扩建打算， 假设提质煤产量保持稳定，预计 2023-2025 年煤炭销量为 3659/5159/7159 万吨。价格方面，参照新疆哈密地区、甘肃白银、宁 夏宁东等地区动力煤坑口价格以及京唐港 5500 大卡动力煤价格涨幅， 预期 2023-2025 年煤炭售价为 444.5/489.0/513.5 元/吨。单位成本方面， 考虑新疆地区煤炭资源税为 6%，预期 2023-2025 年单位成本为 310.4/313.1/314.6 元/吨。 

2）天然气业务：销量方面，考虑启东 LNG 接收站周转能力 2022 年提 升至 500 万吨/年，到 2025 年有望提升至 1000 万吨/年，预期 2023-2025 年 LNG 销量为 1010988/1148792/1292010 万方。单位价格方面， 参照公司在新疆和江苏启东 LNG 出厂价格涨幅情况，预期 2023-2025 年公司 LNG 售价为 37639/38067/38447 元/万方。单位成本方面，考 虑到疆内 LNG 生产以煤制气为主，假设疆内自产 LNG 销量均为煤制 LNG，据此测算贸易 LNG 成本。同时参照新疆煤炭销售价格、JKM 天 然气期货价格以及 JCC 原油价格涨幅，预期 2023-2025 年单位成本为 34590/34916/35472 元/万方。 

3）煤化工方面：销量方面，预期 2023-2025 年煤化工产品销量为 417.8/417.8/417.8 万吨。价格方面，参照 WTI 原油价格涨幅，预期 2023-2025 年公司煤化工综合产品售价为 3115.5/3146.7/3178.2 元/吨。 参 照 新 疆 煤 炭 销 售 价 格 ， 预 期 2023-2025 年 综 合 成 本 为 1688.5/1705.4/1790.7 元/吨。预计公司 2023-2025 年营业收入分别为 678.80、825.99、1219.32 亿元，实现归母净利润分别为 76.23、107.92、175.11 亿元，每股 收益分别为 1.16、1.64、2.67 元。

 

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